Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-15

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-15
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-15
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8502R- ROW 585 & COLUMN 1481
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    773-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    30
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.12.1993
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    05.01.1994
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    05.01.1996
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    28.05.2003
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    NESS FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    22.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    105.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2764.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    2763.5
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.61
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 22' 18.63'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 55' 24.8'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6692983.26
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    495783.84
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2223

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-15 is located in the Eastern part of Block 30/9 on the Oseberg Sør Field. The primary objectives of the well were to test the hydrocarbon potential of the Brent Group, Cook, and the Statfjord Formations on the J-north compartment with respect to commercial volumes and future relinquishment decisions. It was not possible to locate a vertical well on the J-north compartment which could test all three reservoir levels in an optimal position. Priority was therefore given to the Brent reservoir, and the well location was chosen in order to prove hydrocarbons in the Brent Group, leaving a minimum of untested hydrocarbon potential in the lower Ness reservoir up dip of the well. Secondary objectives were to penetrate the Cook and Statfjord Formations shallower than the water up to (WUT) top Statfjord in well 30/9-5 (2564 m MSL).
    Operations and results
    Wildcat well 30/9-15 was spudded with the semisubmersible installation "West Vanguard" on 7 December 1993 and was drilled to a& total depth of 2764 m in the Early Jurassic Statfjord Formation. The well was drilled with sea water and hi-vis pills down to top of 12 1/4" section at 936 m, and with ANCO 2000 mud with glycols from 936 to TD. The Brent Group was encountered at 2249 m and was proven to be oil bearing in the lower Ness Formation, with an ODT at 2348.5 m. The ORE (Oseberg/Rannoch/Etive) Formations contained residual oil. The Cook Formation was proven water bearing though moderate to weak shows were recorded from sidewall cores taken over the interval 2465.5 - 2475.5 m. The Statfjord Formation was proven water bearing. Three conventional cores were recovered from the intervals 2240 m to 2250 m (Hardråde, Åsgard, and Ness Formations), 2256m to 2281 m (Ness, ORE, and Drake Formations), and 2283 m to 2306 m (Drake Formation). A wire line MDT sample of acceptable quality was recovered from 2249.9 m in the oil zone in the Ness Formation. The well was plugged back and permanently abandoned as an oil discovery on 5 January 1994.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    949.45
    2764.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2240.0
    2249.6
    [m ]
    2
    2256.0
    2280.6
    [m ]
    3
    2283.5
    2305.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    56.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2240-2245m
    Kjerne bilde med dybde: 2245-2249m
    Kjerne bilde med dybde: 2256-2261m
    Kjerne bilde med dybde: 2261-2266m
    Kjerne bilde med dybde: 2266-2271m
    2240-2245m
    2245-2249m
    2256-2261m
    2261-2266m
    2266-2271m
    Kjerne bilde med dybde: 2271-2276m
    Kjerne bilde med dybde: 2276-2280m
    Kjerne bilde med dybde: 2283-2288m
    Kjerne bilde med dybde: 2288-2293m
    Kjerne bilde med dybde: 2293-2298m
    2271-2276m
    2276-2280m
    2283-2288m
    2288-2293m
    2293-2298m
    Kjerne bilde med dybde: 2298-2303m
    Kjerne bilde med dybde: 2303-2305m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2298-2303m
    2303-2305m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    949.4
    [m]
    DC
    STRAT
    959.4
    [m]
    DC
    STRAT
    969.4
    [m]
    DC
    STRAT
    979.4
    [m]
    DC
    STRAT
    989.4
    [m]
    DC
    STRAT
    999.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1009.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1039.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1069.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1099.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1129.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1159.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1189.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1219.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1249.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1279.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1309.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1339.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1369.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1399.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1429.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1459.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1489.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1519.4
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1580.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1640.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1660.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1840.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1860.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1880.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1940.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1960.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1965.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1985.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1995.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2015.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2020.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2055.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2080.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2140.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2155.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2160.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2185.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2195.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2202.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2215.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2312.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2320.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2335.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2345.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2365.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2375.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2380.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2395.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2415.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2425.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2440.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2457.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2460.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2465.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2485.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2515.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2545.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2575.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2600.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2605.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2632.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2665.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2682.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2725.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2740.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2757.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2764.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.47

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.46
    pdf
    1.89
    pdf
    1.88
    pdf
    1.94
    pdf
    1.38
    pdf
    1.23

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    10.08

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2248
    2688
    DIL SDT/LSS SP GR
    217
    934
    DLL LDL CNL SDL SP AMS GR
    927
    2187
    DLL MSFL LDL CNL NGT AMS
    2201
    2326
    DLL MSFL SDL SP AMS GR
    2201
    2760
    LDL CNL FMS AMS GR
    2201
    2755
    MDT AMS
    2249
    2263
    MDT AMS GR
    2221
    2738
    MWD RGD - YGR RES DIR
    127
    2764
    VSP
    980
    2752

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    217.0
    36
    218.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 5/8
    929.0
    17 1/2
    936.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2201.0
    12 1/4
    2215.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2764.0
    8 1/2
    2764.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    128
    1.03
    WATER BASED
    218
    1.20
    WATER BASED
    245
    1.05
    WATER BASED
    623
    1.03
    WATER BASED
    900
    1.45
    28.0
    WATER BASED
    936
    1.39
    36.0
    WATER BASED
    1143
    1.39
    36.0
    WATER BASED
    1905
    1.45
    34.0
    WATER BASED
    2171
    1.45
    27.0
    WATER BASED
    2215
    1.45
    27.0
    WATER BASED
    2240
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    2280
    1.20
    19.0
    WATER BASED
    2283
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    2306
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    2330
    1.20
    20.0
    WATER BASED
    2448
    1.20
    15.0
    WATER BASED
    2714
    1.20
    20.0
    WATER BASED
    2764
    1.20
    20.0
    WATER BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22